II. 1 Tahap Pendahuluan

Tahap pendahuluan ini adalah tahap persiapan yang dilakukan sebelum

menganalisis data, meliputi :

Tahap Pengumpulan data

Data yang diperoleh antara lain :

1. Data Log Sumur “TW”

Data log yang digunakan adalah data log sumur (log Gamma Ray (GR), log

Spontangeous potential (SP), log resistivitas (ILD dan SFL), Porositas (CNL

& Density) log Caliper dari Lapangan “Tgh” yang meliputi sumur TW A-1,

TW B-1 dan TW E-1.

2. Data Sesimik Sumur “TW”

3. Data Seismik yang digunakan adalah data seismik 2 dimensi.

4. Data Literatur

Data Literatur berupa data studi pustaka dan penelitian terdahulu dilakukan

untuk menunjang penelitian mengenai geologi regional cekungan Tarakan

dan lingkungan pengendapan pada daerah telitian, analisis data log dan

pemetaan bawah permukaan, maupun teori-teori dasar geologi lainnya yang

mendukung dalam melakukan analisis data.

5. Data Bgi (bulk gas in place) adalah data angka faktor volume formasi pada

zona Gas mula-mula.

6. Data Drill Steam Test (DST) adalah data pendukung untuk menentukan

hidrokarbon pada lapisan “TW”

7. Data serbuk bor (cutting), berguna mengetahui litologi batuan daerah telitian.

8. Data Biostratigrafi berguna mengetahui umur suatu formasi pada daerah

telitian, data ini telah diteliti oleh JOB. Pertamina – Medco Simenggaris.

II. 2 Tahap Analisis dan Interpretasi

Tahap analisis juga harus melewati beberapa tahapan untuk mendapatkan

hasil akhir berupa cadangan hidrokarbon (original gas in place) di daerah telitian.

Tahap-tahap ini meliputi:

a. Interpretasi log sumur

Berdasarkan data log sumur dapat dilakukan analisa kualitatif dan

kuantitatif. Analisa kualitatif yang meliputi interpretasi litologi, interpretasi

lingkungan pengendapan dan interpretasi kandungan fluida. Umumnya untuk

menentukan jenis litologi suatu lapisan dilakukan dengan menggunakan log.

Jenis kurva log yang sangat berperan untuk menentukan litologi suatu lapisan

biasanya menggunakan log Gamma Ray, log Spontaneous Potensial, log

resistivity dan log porosity. Hal ini dapat diinterpretasikan berdasarkan pola-

pola deflaksi dan bentukan log.

Interpretasi lingkungan pengendapan dilakukan dengan cara melihat

pola-pola umum yang terbentuk oleh kurva GR pada daerah telitian. Log

sumur memiliki beberapa bentuk dasar yang bisa mencirikan karakteristik

suatu lingkungan pengendapan. Bentuk-bentuk dasar tersebut dapat berupa

cylindrical, irregular, bell, funnel, symmetrical, dan asymmetrical.

Interpretasi kandungan fluida dapat dilihat dari pola log neutron dan log

densitas. Apabila terjadi cross over antara keduanya, dimana log densitas

berada di kiri sedangkan log neutron berada di kanan, hal itu menandakan

terdapat hidrokarbon dalam reservoar. Cross over yang relatif lebar akan

menandakan adanya gas, yang relatif sedang menandakan adanya gas dan air

memiliki cross over yang relatif lebih sempit atau bahkan berhimpit.

Berdasarkan data log sumur berupa ascii yang merupakan hasil

pembacaan nilai dari log Gamma Ray, log Spontaneous Potensial, log

resistivity dan log porosity tiap-tiap sumur dapat dilakukan analisa kuantitatif

yaitu melakukan perhitungan petrofisika untuk mendapatkan nilai porositas

efektif dan saturasi air untuk membantu melakukan perhitungan cadangan

dengan metode volumetrik.

b. Korelasi Sumur

Korelasi dilakukan untuk mengetahui geometri reservoar secara lateral

maupun secara vertikal. Pendekatan yang dilakukan dalam penelitian ini

adalah pendekatan korelasi. Hasil korelasi dapat dibuat penampang struktur

dan stratigrafi yang merupakan dasar dari pemetaan bawah permukaan

c. Picking Horizon

Data yang digunakan adalah data seismik refleksi dengan jumlah 5

line seismik. Dimana pada tahap ini akan menghasilkan suatu peta struktur

waktu pada top lapisan reservoar.

d. Analisis petrofisik

Analisis petrofisik dilakukan untuk mengetahui nilai porositas dan

saturasi air dari reservoar. Nilai porositas dan saturasi air akan menunjukkan

perkembangan yang berkembang dalam suatu reservoar yang berlainan

litologinya. Rumus yang digunakan dalam menghitung nilai saturasi air

adalah Simandoux (1963)Rumus ini digunakan karena mendekati kenyataan

dengan uji kandungan lapisan serta cenderung memberikan hasil lebih

optimal.

e. Pemetaan Bawah Permukaan

Membuat peta-peta bawah permukaan berdasarkan hasil korelasi yang

meliputi peta struktur waktu, peta top struktur kedalaman, peta net sand

isopach, peta overlay kedalaman vs net sand isopach dan peta net pay gas.

f. Perhitungan Cadangan Hidrokarbon

Perhitungan volume hidrokarbon dilakukan dengan menggunakan

metode volumetrik secara manual. Pada volumetrik ini perhitungan luas

masing-masing daerah dibatasi oleh poligon. Setelah volume bulk didapat

maka selanjutnya menghitung original gas in place (OGIP).

II. 3 Tahap Evaluasi

Hasil analisis dan interpretasi data dari setiap tahapan dievaluasi lagi untuk

kemudian direvisi guna mendapatkan hasil akhir yang maksimal.

Fisiografi Cekungan Tarakan

Gambar 3.1 Tektonik Framework cekungan Tarakan dan distribusi SubBasinnya (Modifikasi setelah BEICIP,1985) (diambil dari Petroleum Geology of Indonesia Basin

Pertamina BPPA)

Kerangka Tektonik Regional

Gambar 3.2 Perkembangan tektonostratigrafi pada Sub-Cekungan Tarakan(Achmad dan Samuel, 1984).

Stratigrafi Regional Sub-Cekungan Tarakan

Gambar 3.3 Kolom stratigrafi Sub-Cekungan Tarakan (Internal report Pertamina-

Medco E&P, 2001)

Stratigrafi Daerah Telitian

Gambar 3.4 Kolom stratigrafi daerah telitian (Modifikasi Penulis 2011)

Geologi Struktur Daerah Telitian

Gambar 3.5 Struktur geologi pada Blok Simenggaris (Internal report JOB Pertamina-Medco E&P, 2001).

Analisa Kualitatif

IV. 3.1 Interprestasi Jenis litologi

Adapun kenampakan beberapa jenis litologi batuan reservoar berdasarkan

refleksi kurva Log Gamma Ray adalah sebagai berikut (Gambar. 4.4) :

1. Batupasir pada log dicirikan oleh:

- Defleksi GR relatif rendah/kecil.

- Defleksi SP akan berkembang positif atau negatif terhadap garis dasar serpih.- Defleksi kurva log Neutron (NPHI) dan log Densitas (RHOB) relatif

kecil/rendah.

- Defleksi kurva log sonik relatif kecil/rendah.

- Kadang-kadang mempunyai diameter lubang bor yang relatif lebih kecil

karena cenderung membentuk kerak lumpur.

2. Batugamping pada log dicirikan oleh:

- Defleksi kurva sinar gamma rendah.

- Harga RHOB lebih tinggi.

- Terjadi separasi positif pada kurva tahanan jenis mikro apabila

batugamping tersebut porous, clan terjadi separasi negatif bila tidak

porous.

- Kurva log neutron berhimpit dengan kurva log densitas.

- Lubang bor kadang-kadang membesar

Gambar 4.4 Log Penentu Litologi Berdasarkan refleksi kurva Log Gamma Ray

(Batcman, 1985)

Interpretasi Kandungan Fluida

Untuk membedakan jenis cairan yang terdapat di dalam formasi, apakah air,

minyak atau gas, dapat ditentukan dengan melihat log tahanan jenis dan gabungan

log neutron-densitas. (Gambar 4.10)

a. Air asin

Lapisan yang mengandung air asin yang bersifat konduktif, menyebabkan

harga Rt relatif rendah. Sedangkan harga SN relaitf lebih tinggi dari pada Rt.

Pengaruh ini disebabkan adanya pengaruh air filtrat lumpur yang mempunyai

salinitas lebih rendah daripada air formasi, sehingga menyebabkan SN lebih

tinggi daripada Rt. Defleksi dari kurva SP akan berkembang ke arah negatif.

b. Minyak

Minyak bersifat non konduktif meskipun tidak berarti lapisan 100% berisi

minyak, sebab pada temperatur yang tinggi air akan terlarut dalam minyak

meskipun dalam prosentase yang kecil. Disamping itu, sebelum minyak

bermigrasi dan terjebak dalam batuan reservoar, semula batuan reservoar jenuh

akan air asin (pengaruh lingkungan pengendapan), dan sewaktu minyak

menggantikan air asin, tidak seluruh air asin tergantikan (displace) oleh minyak

dikarenakan sifat umum dari batuan reservoar yang basah air (water wet).

Sehingga masih tersisa molekul-molekul air yang terikat pada permukaan butiran

pembentuk batuan. Hal ini pula yang berpengaruh terhadap kurva SP pada zona

minyak, harga (MFSL atau LLS) akan relatif lebih tinggi daripada kurva Rt

(LLD).

c. Gas

Kondisi kurva Rt, SN, dan SP tidak jauh berbeda dengan kondisi pada

lapisan minyak. Hanya pada umumnya harga Rt pada lapisan gas, defleksi Rt

lebih tinggi dibandingkan Rt pada minyak. Dengan menggunakan kurva Rt, SN

dan SP agak sulit membedakan antara lapisan yang mengandung minyak dengan

lapisan yang mengandung gas. Dan yang baik untuk hal itu dapat dilihat dengan

jelas pada defleksi kurva densitas dan kurva neutron.

d. Air Tawar

Salinitas air tawar jauh lebih rendah dibandingkan dengan air asin,

bahkan masih lebih rendah daripada air filtrat lumpur. Sebab air filtrat lumpur

masih mengandung larutan-larutan garam dari bahan pembentuk lumpur (barit,

bentonit, dsb.). Dengan demikian pengaruh air tawar akan memberikan harga Rt

yang tinggi, lebih tinggi dari SN.

Gambar 4.3 Bentuk Kurva Log Resistivitas dan Porositas terhadap hidrokarbon(Harsono, 1997)

Gambar 4.10 Penentuan kandungan fluida dari log (Widada, 2005)

IV. 3.5 Interpretasi Korelasi

Korelasi merupakan langkah penentuan unit stratigrafi dan struktur yang

mempunyai persamaan waktu, umur dan posisi stratigrafi (Komisi Sandi Stratigrafi

Indonesia, IAGI, 1996). Hal penting yang perlu dilakukan sebelum melakukan

korelasi adalah memilih kandidat bidang datum yang kita yakini kebenarannya dan

mudah dikenali, umumnya bidang atau lapisan penciri yang dipakai adalah flooding

surface (MFS) atau sequence boundary (SB)

Korelasi dapat diartikan sebagai penentuan unit stratigrafi dan struktur yang

mempunyai persamaan waktu, umur dan posisi stratigrafi.

Ada dua cara korelasi yaitu :

1. Korelasi Stratigrafi

Korelasi dengan menggunakan datum key bed (lapisan penunjuk).

2. Korelasi Struktur

Biasanya kedalaman atau muka air laut sebagai datum.

Tujuan Korelasi

Korelasi dilakukan dengan tujuan :

1. Mengetahui dan merekonstruksi kondisi geologi bawah permukaan (sturtur

dan stratigrafi).

2. Mengetahui penyebaran lateral maupun vertikal dari zona hidrokarbon.

3. Menafsirkan kondisi geologi yang mempengaruhi pembentukan, migrasi dan

akumulasi hidrokarbon.

IV. 3.6 Interpretasi Seismik

Seismik refleksi merupakan metode geofisika yang cara kerjanya

memanfaatkan gelombang pantul (refleksi) dan batas-batas lapisan batuan bawah

permukaan. Data yang dimanfaatkan dan gelombang pantul ini ialah waktu datang

dan velocity (kecepatan rambat gelombang). Kecepatan gelombang yang dihasilkan

berasal dari energi tertentu yang kemudian menggerakkan partikel-partikel

gelombang dengan frekuensi tertentu.

Metode seismik memiliki keunggulan dalam memberikan gambaran

penyebaran litologi (reservoar) secara lateral beserta struktur-struktur geologi yang

terjadi, akan tetapi memiliki kelemahan dalam hal ketepatan penentuan kedalaman

dan jenis litologi. Sebab resolusi yang dihasilkan dari gelombang seismik kurang

bagus untuk memberikan analisis detail mengenai sifat-sifat fisik batuan secara

vertikal. Oleh karena itu, untuk pemetaan litologi bawah permukaan, data seismik ini

dibantu dengan penggunaan data log dalam penentuan fasies secara vertikal.

Pada pekerjaan seismik cukup sederhana. Dimana energi yang dihasilkan dan

sumber yang dipancarkan kedalam bumi sebagai gelombang seismik pada saat

tertentu dengan bidang perlapisan berfungsi sebagai reflektor dan akan kembali

memantul ke permukaan dan kemudian dideteksi oleh geophone yang terdapat di

permukaan bumi. Jenis seismik ada 2 macam, yaitu:

1. Seismik bias (refraction), digunakan untuk penelitian yang dangkal (<30km).

2. Seismik pantul (reflection), digunakan untuk penelitian yang dalam (>30km).

Teknik interpretasi seismik mencakup:

Korelasi dengan sumur pengikat

Penentuan horizon yang dipetakan

Tracing atau mengikuti lapisan yang dipetakan sepanjang data seismik yang

diberi warna tertentu.

Seluruh garis seismik yang telah di trace, harga two way travel time (TWT)

yang didapatkan diplot pada peta dasar seismik dan titik yang sama akan

dihubungkan untuk memberikan garis kontur.

IV. 3.7 Dasar Pengikatan Seismik dengan sumur (Well Seismic Tie)

Sebelum melakukan picking horizon perlu diketahui apa saja yang dijadikan

sebagai dasar dalam pengikatan data seismik refleksi dengan data log umur sehingga

mempermudah dalam melakukan picking horizon.

Gelombang seismik yang merambat ke dalam batuan berupa pulsa berbentuk

gelombang elastik yang mentransfer energi menjadi pergerakan partikel batuan.

Dimensi dari gelombang elastik jauh lebih besar daripada dimensi pergerakan

partikel batuan tersebut.Meskipun begitu, gelombang seismik tersebut dapat

diterjemahkan ke dalam bentuk kecepatan dan tekanan partikel yang disebabkan oleh

vibrasi selama penjalaran gelombang tersebut.

Harga Impedansi Akustik (IA) sangat dipengaruhi oleh kecepatan daripada

densitas karena porositas atau material pengisi pori pada batuan lebih dipengaruhi

oleh kecepatan daripada densitas sehingga apabila harga IA tinggi, maka batuan

tersebut sukar dimampatkan (batugamping, granit), sedangkan apabila harga IA

rendah, maka batuan tersebut lunak seperti lempung atau shale (mudah

dimampatkan).

Selain melihat harga Impedansi Akustik dari seismik juga perlu diketahui

polaritas yang digunakan serta interferensi dari pulsa yang merupakan fasa pulsa dari

semua data itu akan dapat diketahui bentukan wavelet yang sebenarnya yang

mencirikan reflektor lapisan tersebut.

IV. 4 Analisa Kuantitatif

IV. 4.1 Perhitungan mencari Porositas dan Saturasi air

Perhitungan ini menggunakan metoda Simandoux (1963).

IV. 4.1.1 Gamma-Ray Log

Dimana

Vsh : Volume shale

GRlog: Pembacaan GR pada lapisan shally-sand

GRmax : Pembacaan GR maksimum (shale) GRmin :

Pembacaan GR minimum (clean sand)

IV. 4.1.2 Perhitungan Porositas

Perhitungan porositas pada penelitian ini dilakukan dengan menggunakan

menggunanan log densitas dan log neutron.

Dengan menggunakan log densitas

Untuk formasi yang bersih berlaku persamaan :

Dimana

ΦD : Kesarangan dari log densitasρma : Densitas matrik batuan

2.65 : Untuk batupasir

2.71 : Untuk batugamping

2.87 : Untuk dolomitρf : Densitas cairan lumpur1,0 : Untuk lumpur tawar

1,1 : Untuk lumpur garamρb : Densitas bulk formasi

Setelah perhitungan densitas ke porositas densitas (ΦD) maka hal selanjutnyaadalah mencari porositas yang terkoreksi oleh adanya lempung, dengan

menggunakan rumus kombinasi Neutron – Densitas (Log. Schlumberger,1957) :

Dimana

ΦDcorr : Porositas densitas koreksi. Vshl : Volume shale.ΦNshl : Porositas neutron pada lempung max.

Dengan menggunakan log netron

Untuk formasi bersih lempung harga porositas dapat dibaca dari log

kemudian dikoreksi terhadap jenis litologi. Untuk formasi lempungan harga

tersebut di atas harus dikoreksi dengan persamaan (Schlumberger,1975 ):

Dimana ΦDcorr : Porositas densitas koreksi.ΦNcorr : Porositas neutron koreksi.

IV. 4.1.3 Penentuan Tahanan Jenis Lumpur Formasi (RMF@Tforms)

Tahanan jenis lumpur formasi adalah tahanan lumpur pemboran pada saat

suhu formasi. Pada perhitungan tahanan jenis formasi ini dilakukan dengan evaluasi

kuantitatif dan menggunakan rumus sebagai berikut :

Rmf@Form : Tahanan jenis formasi.

Rmf@Surf : Tahanan jenis di permukaan.

T Surf : Suhu permukaan ( F ).

T Form : Suhu formasi ( F).

IV. 4.1.4 Tahanan Jenis Air Formasi ( Rw )

Pada analisa secara kuantitatif untuk perhitungan tahanan jenis air formasi

diperlukan berupa data-data nilai yaitu : Rmf@Form, Rxo pada MSFL, Rt pada LLd.

Adapun rumus yang digunakan untuk menghitung harga dari Rw adalah Rw Rasio

sebagai berikut :

Rw : Tahanan jenis air formasi.

Rt : Nilai tahanan jenis pada kurfa LLD.

Rxo : Niai tahanan jenis pada kurfa MSFL.

Rmf@Form : Nilai tahanan jenis formasi.

IV. 4.1.5 Penentuan nilai Saturasi Air (Sw)

Kejenuhan air formasi (Sw) adalah rasio volume pori dalam batuan yang diisi

oleh air formasi. Untuk metode analisis kuantitatif yang berikutnya adalah mencari

harga dari Sw, yang dimana rumus Sw yaitu menurut Indonesian question Dengan

persamaan sebagai berikut :

Vsh : Volume shale.

Rsh : Resistivitas shale.Ф : Porositas efektif.Rt : Tahanan jenis pada MSFL.

Rw : Tahanan jenis air.

a : 0,81 (batupasir).

m : 2

IV. 4.1.6 Kejenuhan / Saturasi Hidrokarbon

Kejenuhan / saturasi hidrokarbon didapatkan setelah menghitung kejenuhan /

saturasi air (SW). Harga 1 – saturasi air didapatkan nilai saturasi hidrokarbon.

Rumus untuk menghitung saturasi air menggunakan metode Indonesian question

yaitu:

Shr : Kejenuhan/ Saturasi hidrokarbaon

Sw : Saturasi water

IV.5 Pemetaan Bawah Permukaan

Peta bawah permukaan adalah peta yang menggambarkan bentuk maupun

kondisi geologi bawah permukaan yang bersifat kuantitatif (menggambarkan suatu

garis yang menghubungkan titik-titik yang bernilai sama atau garis iso) dan bersifat

dinamis.

VI. 5.1 Peta Struktur Waktu (Time Structure Map)

Pembuatan peta struktur waktu dilakukan setelah proses picking horison

selesai, karena pada peta struktur waktu data yang digunakan adalah data seismik

berupa harga TWT (Two Way Time) yang didapatkan dari hasil picking horison dan

struktur pada line seismik 2 dimensi. Peta ini menggambarkan kondisi struktur

bawah permukaan berdasarkan line seismik 2 dimensi yang diinterpretasikan.

Berdasarkan hasil picking horison yang telah dilakukan, diketahui bahwa

pada Lapangan “Tgh” terdapat 5 struktur yang berkembang yaitu struktur antiklin

yang dibatasi oleh sesar normal yang berarah barat daya–timur laut. Selain itu

terdapat pula sesar-sesar minor berarah barat daya–timur laut pada bagian selatan

dari sumur penelitian. Diperkirakan sesar-sesar minor ini terjadi akibat adanya

pembebanan pada saat sedimentasi berlangsung. Pada peta struktur waktu ini

terdapat beberapa closure, dimana closure yang menjadi titik bor dibatasi oleh sesar

normal yang berarah barat daya-timur laut, sehingga seolah-olah sesar tersebut

mengunci daerah prospek. Hasil peta struktur waktu dapat dilihat pada

IV. 5.2 Peta Kontur Struktur (Structural Countoured Map)

Peta kontur struktur merupakan peta yang menunjukkan kedalaman dari zona

lapisan batuan yang sama, dibuat berdasarkan data-data yang diperoleh dari sumur

pemboran eksplorasi, baik selama atau setelah dilakukan pemboran. Peta ini

memperlihakan kondisi struktur puncak (top) dan dasar (base) dari zona batuan

reservoar. Peta ini dibuat berdasarkan data-data korelasi yang dilakukan pada setiap

sumur-sumur pemboran.

IV. 5.3 Peta Isopach

Peta isopach merupakan peta yang menggambarkan ketebalan-ketebalan dari

suatu lapisan atau seri lapisan yang dinyatakan dengan garis-garis kontur ketebalan.

IV. 5.3.1 Net isopach map

Net isopach map, yaitu peta yang menggambarkan total ketebalan lapisan

reservoar yang porous dan permeabel.

IV. 5.3.2 Netpay isopach map

Netpay isopach map, yaitu peta yang menggambarkan ketebalan reservoar

yang berisi fluida hidrokarbon.

IV.6 Cadangan Hidrokarbon

Pengertian cadangan adalah jumlah volume minyak dan gas bumi di dalam

reservoar. Cadangan mempunyai dua pengertian yaitu cadangan terhitung dan nyata

terdapat di dalam reservoar, dapat berupa Original gas in place. (OGIP) serta

cadangan yang mempunyai nilai ekonomis dalam arti dapat diproduksi secara

ekonomis (disebut sebagai reserve).

IV. 6.1 Perhitungan Cadangan metode Volumetrik

Metode volumetrik lebih ditekankan pada pendekatan data-data geologi

bawah permukaan. Metode ini merupakan metode yang menghitung cadangan

hidrokarbon di tempat pada kondisi asli reservoar. Untuk menentukan original in

place dengan metode volumetrik, terlebih dahulu dicari Volume bulk (Vb) dari

reservoar yang ditempati oleh fluida. Untuk itu diperlukan data log dan data produksi

untuk mengetahui ketebalan dan kedalaman formasi produktif.

Peta yang diperlukan dalam perhitungan cadangan antara lain peta kontur

struktur lapisan, net isopach map, dan netpay isopach map. Setelah Vb didapat

selanjutnya menghitung Original gas in place (OGIP).

IV. 6.2 Perhitungan original gas in place (OGIP)

Dalam menghitung original oil/gas in place menggunakan persamaan

yang digunakan untuk menghitung besar cadangan hidrokarbon dalam reservoar

secara volumetrik (Tearpock & Bischke, 1991) yaitu:

OGIP : Original gas in place dalam (Scf, standart cu ft).

43560 : Angka konversi jumlah cu ft per acre-feet.

Vb : Volume batuan reservoar (acre-feet).

: Porositas rata-rata batuan reservoar.

Sw : Kejenuhan air (saturasi water).

Bgi : Angka faktor volume formasi pada zona gas dalam cubic

Feet.

PENYAJIAN DATA

Data yang akan digunakan dalam penelitian ini telah disediakan oleh

perusahaan yang meliputi Peta dasar (basemap), Data Log Sumur (Well Log, Data

Seismik 2 Dimensi, Data Las Ascii dan data pendukung yang disajikan sebagai

berikut:

V. 1 Peta dasar (basemap) Lapangan “Tgh”

Lapangan “Tgh” terletak di cekungan Tarakan Kalimantan Timur. Peta dasar

ini memberikan informasi tentang posisi dan jumlah sumur bor, dimana jumlah

sumur bor yang diteliti pada Lapangan “Tgh” berjumlah 3 titik sumur yaitu sumur

TW B-1, TW A-1, dan TW E-1 dan lintasan seismik telitan berwarna merah

berjumlah 5 lintasan yaitu lintasan TG A-1, TG B-1, TG BA-1, TG E-1, TG EBA-1

(Gambar 5.1) sedangkan pada lintasan seismik berwarna hitam berjumlah 25 adalah

sesmik sekunder atau data lintasan seismik pendukung sehingga dari data lintasan

seismik tersebut maka didapatkan peta stuktur waktu dan peta struktur kedalaman.

Gambar 5.1 Peta dasar dan lintasan seismik Sumur TW, Lapangan “Tgh”

V. 2 Data Log Sumur (Wireline Log)

Dalam penelitian ini data sumur yang dianalisis bejumlah 3 buah data sumur.

Data sumur ini digunakan sebagai acuan penarikan horison dan perhitungan

petrofisika batuan. (Gambar 5.2)

1. Log Gamma Ray (GR)

Log GR dalam pekerjaan evaluasi formasi digunakan untuk :

1. Evaluasi kandungan serpih Vsh.

2. Menentukan lapisan permeabel.

3. Evaluasi biji mineral yang radioaktif / non radioaktif.

4. Korelasi log pada sumur berselubung.

5. Korelasi antar sumur.

2. Log Spontaneous Potential (SP)

Log SP digunakan untuk :

1. Mengidentifikasi zona permeabel.

2. Untuk perhitungan Rw dan menentukan nilai resistivitas air formasi.

3. Memperkirakan derajat kelempungan (shalliness) reservoar.

4. Mencari batas-batas lapisan permeabel dan korelasi antar sumur berdasarkan

batasan lapisan itu.

5. Memberikan indikasi kualitas lapisan serpih.

3. Log Resistivitas (ILD, ILM, SFL)

Log resistivitas merupakan log elektrik yang digunakan untuk

mendeterminasi jenis fluida dalam reservoar dan dapat menentukan tahanan jenis

batuan terhadap arus listrik yang melaluinya dan untuk mengetahui jenis litologi

dan isi kandungan fluida dalam formasi.

4. Log Porositas (NPHI, RHOBI dan Sonik)

Digunakan untuk :

1. Menentukan porositas.

2. Identifikasi litologi.

3. Identifikasi adanya gas.

Gambar 5.2 Data Wireline Log Sumur TW A-1

V. 3 Data Seismik 2 Dimensi

Pada daerah telitian, terdapat penampang lintasan seismik dua dimensi sebanyak 30 line seismik beserta peta basemap sumur dan line seismiknya. Digunakan untuk membuat peta struktur waktu dalam detik yang berfungsi untuk mengetahui struktur yang berkembang pada daerah telitian.(Gambar 5.3)

BARAT TIMUR

Gambar 5.3 Sesimik 2 dimensi Sumur TW A-1

V. 4 Data Las Ascii

Berisi data Las ascii berupa numerik dari nilai-nilai pembacaan log gamma

ray (GR), log resitivity, serta log porositas (CNL dan density pada tiap-tiap sumur

dimana data tersebut digunakan dalam menghitung besarnya harga porositas efektif

(Фef) dan harga saturasi water (Sw) dari zona produktif pada sumur-sumur telitian di Lapangan “Tgh" pada Formasi Tabul yang nanti akhirnya menghitung besarnya cadangan hidrokarbon pada daerah telitian. Selain itu hasil perhitungan saturasi water (Sw) ini digunakan untuk menentukan jenis fluida yang terdapat pada daerah tersebut, dimana berpengaruh terhadap perhitungan volume cadangan. (Tabel 5.1)

Tabel 5.1 Data Las Ascii Sumur TW A-1

Depth DT Call GR NPHI RHOB ILD MFSL SP

2351 148.0 12.9 59.87 0.37 2.17 2.72 2.46 -27.59

2352 153.5 13.5 60.51 0.38 2.18 3.03 3.07 -28.11

2353 153.9 13.6 59.88 0.37 2.27 3.20 3.31 -28.44

2354 154.7 13.1 55.34 0.33 2.34 3.51 3.69 -28.84

2355 163.9 15.5 38.90 0.35 2.56 4.71 3.75 -28.82

2356 166.6 19.8 31.2 0.27 2.50 8.3 4.43 -29.33

2357 166.6 15.1 27.1 0.26 2.70 8.9 8.43 -29.72

2358 167.4 19.0 25.9 0.29 2.94 10.0 8.73 -30.43

2359 169.8 20.0 25.9 0.30 2.93 9.1 7.40 -30.40

2360 169.4 20.0 29.6 0.26 2.82 8.8 7.55 -30.82

2361 168.6 19.9 29.5 0.19 2.70 8.3 8.59 -30.79

2362 167.3 19.9 29.5 0.18 2.70 8.3 8.59 -30.79

2363 135.2 18.4 29.4 0.21 2.41 9.3 7.83 -30.79

2364 142.8 13.6 32.8 0.23 2.37 11.3 6.52 -30.79

2365 144.8 12.4 39.1 0.25 2.31 10.0 6.05 -30.79

2366 147.2 12.4 40.2 0.24 2.33 8.6 6.89 -30.79

2367 159.1 12.4 38.9 0.26 2.42 7.6 8.13 -30.79

2368 171.4 12.6 36.4 0.29 2.53 7.3 9.07 -30.78

2369 142.8 12.7 39.8 0.26 2.36 6.2 6.76 -30.37

V. 5 Data Pendukung

Data pendukung disini maksudnya adalah data yang tidak di analisa sendiri,

yaitu:

1. Stratigrafi daerah telitian untuk cekungan Tarakan Kalimantan Timur.

Merupakan gambaran stratigrafi daerah telitian dari yang tertua hingga yang

termuda, lengkap dengan peranan batuannya dalam petroleum system, umur,

tektonik, serta lingkungan pengendapannya dan gambar penampang

stratigrafinya secara vertikal.

2. Paper dari peneliti terdahulu

Data yang diambil adalah bagian-bagian tertentu yang dapat menunjang baik

dalam pelaksanaan maupun pada saat pembuatan laporan.

3. Data cutting dan sidewall core

Data cutting adalah data yang didapatkan dari hasil pengeboran, yaitu ketika

mata bor menembus formasi batuan, dan menghasilkan serbuk bor. Data cutting

ini akan dibawa oleh lumpur pemboran untuk naik ke permukaan, untuk

kemudian dilakuan interpretasi sehingga dapat diperkirakan kedalaman dari

litologi yang ditembus oleh mata bor. Data cutting dan sidewall core yang

didapatkan sebanyak 3 data yang berasal dari sumur TW A-1. (Data cutting dan

sidewall core terlampir).

4. Data Bgi

Data Bgi ini merupakan data penunjang yang digunakan untuk perhitungan

cadangan. Data Bgi pada litologi batupasir adalah 0,0154 rb/scf. (Data Bgi

terlampir)

5. Data Biostratigrafi

Data Biostratigrafi yang digunakan oleh penulis telah dianalisa oleh perusahaan

sehingga penulis hanya mengambil data yang akan digunakan sebagai datum

cronostratigrafinya. Datum yang dapat digunakan yaitu:

Last Appearance Datum Florschuetzia trilobata:

Last Appearance Datum Florschuetzia trilobata: Adalah datum

palynologi yang diambil dari bagian atas zona Florschuetzia meridionalis.

Muncul dibagian awal lubang bor atau merupakan kemunculan akhir dengan

Florschuetzia trilobata atau F. semilobata yang dianalisa sebagai spesies

yang sama. Kemunculan akhir (LAD) Florschuetzia trilobata berumur N 15 atau

akhir dari Miosen Tengah (Rahardjo et.al.;1984). (Data Biostratigrafi terlampir)

6. Data Drill Steam Test (DST)

Data Drill Steam Test (DST) ini merupakan data penunjang yang digunakan untuk mengetahui kandungan hidrokarbon gas pada sumur penelitian. (Data Drill Steam Test telampir)